книги из ГПНТБ / Фурман И.Я. Регулирование неравномерности газопотребления

Прежде чем рассмотреть вопрос о сравнительной эффективности затрат на подземное хранение газа и хранение второго вида топлива на буферных электростанциях, необходимо остановиться на сопоста­ вимости этих показателей.

Выше уже отмечалось, что несмотря на различный характер регулирования неравномерности сравниваемые методы регулирова­ ния по своему целевому назначению и результатам принципиально сопоставимы. Объем подземного хранилища (речь всюду идет, есте­ ственно, об активном объеме) должен быть равен величине неравно­ мерности. Иначе обстоит дело с буферным потреблением. Выше было оговорено, что под ним мы понимаем подачу газа тем или иным

объем подачи газа буферным потребителям (в случае использования этого метода регулирования) должен быть существенно выше регу­ лируемой величины неравномерности.

Отсюда следует, что объем подземного хранилища и масштабы подачи газа буферным потребителям, необходимые для регулиро­ вания одного и того же объема неравномерности газопотребления, различны. Это можно подтвердить условным примером, приведенным в табл. 48, а также анализом графиков сезонной неравномерности газопотребления (рис. 14) *. В варианте I примера неравномерность регулируется за счет использования подземного хранилища, в вари­

Как видно из приведенных расчетов, в данном конкретном при­ мере объем подачи газа буферным потребителям более чем в три раза выше необходимого объема подземного хранилища. Анализ (рис. 14) позволяет вскрыть причины этого явления. Объем подачи буферным потребителям в варианте ТУ равен сумме объемов подземного храни­ лища и подачи газа электростанциям в неотопительный сезон за вычетом того объема, который остается для равномерного потребле­

123

суточный объем подачи газа электростанциям; Q0T — среднесуточный объем подачи газа на отопительные нужды; Q0T = Vn •^от» ГДЄ ^ о т

годовой объем подачи газа на отопительные нужды.

Исходя из изложенного выше, в некоторых исследованиях, посвященных проблемам буферного регулирования, делается вывод о несопоставимости удельных затрат на хранение газа в подземных хранилищах на складирование вторых видов топлива на буферных электростанциях. Однако такой вывод • является необоснованным.

1 — потребители с равномерным расходом газа; 2 — отопление; з — электро­ станции (За — в том числе буферные); і — подземные хранилища; АВВХ — линия среднесуточной подачи газа.

Несмотря на то, что объем подачи газа буферным потребителям для регулирования определенного объема неравномерности всегда выше, чем объем используемого для этой же цели подземного хранилища, объем топливного склада для хранения второго топлива на буферной станции (в сопоставимых тепловых единицах) всегда равен объему хранилища. Это можно видеть из расчетов, приведенных в варианте I I табл. 48, и анализа (см. рис. 14). В варианте I при регулировании подземным хранилищем его объем (площадь, обозначенная цифрой 4) равен объему той части графика газопотребления, которая нахо­ дится выше среднегодовой линии подачи газа (сумма площадей, обозначенных цифрой 3, находящихся выше линии АВ).

В варианте I I при использовании буферных потребителей эта часть суммарного топливопотребления электростанций должна быть переведена на использование вторых видов топлива, для чего необ-

124

ходимо создание складов (либо емкостей) соответствующего объема. Таким образом, при заданной неравномерности всегда правильно следующее соотношение:

Ускл _ ^ Х Р

где VCKn — необходимая емкость топливного склада второго вида топлива на буферных электростанциях.

Приступая к сопоставлению приведенных выше данных по затратам на буферное регулирование с показателями подземного хранения газа, надо еще раз подчеркнуть, что экономика буферного регу­ лирования колеблется в очень широких пределах: для угольных складов приведенные затраты на хранение угля составляют от 2 до 14 руб./т. у. т. хранимого топлива, а для мазута диапазон колеба­ ний еще выше — примерно от 14 до 21 руб. /т. у. т. Поэтому, оче­ видно, не может быть однозначного ответа при сравнении указанных выше методов регулирования — все зависит от конкретных условий.

Если имеется возможность расширения существующих складов, то использование газо-угольных буферных электростанций может оказаться экономичней сооружения подземных хранилищ в водо­ носных пластах. Для газо-мазутных буферных станций при расши­ рении емкостей затраты примерно равны затратам на подземное хранение. Для газо-угольных станций преимущество сохраняется в значительном диапазоне емкостей складов при их сооружении вблизи промплощадок ТЭС и даже на некотором удалении. Что касается газо-мазутных станций, то в большинстве случаев соору­ жение дополнительных новых емкостей за пределами станций стано­ вится менее экономичным, чем сооружение подземных хранилищ. Анализ приведенных в табл. 43, 44 данных показывает также, что по мере увеличения единичной емкости угольных складов их техникоэкономические показатели существенно улучшаются. Эта тенден­ ция (правда, в значительно меньшей степени) имеет место и для показателей хранения нефти и газа.

Для укрупненных предпроектных расчетов без учета влияния конкретных условий, о которых говорилось выше, можно сравни­ тельную экономичность различных методов хранения топлива в за­

Кривые на рис. 15 подтверждают вывод о существенном снижении затрат на хранение угля по мере увеличения единичных объемов складов. Из рисунка видно также, что эти затраты (при достаточно больших единичных объемах хранения твердого топлива) значи­ тельно ниже затрат на мазутные емкости и газохранилища. Пока­ затели последних достаточно близки между собой и (с учетом точ­ ности расчетов) примерно однозначны.

125

Отсюда следует вывод о том, что регуляторами неравномерности газопотребления должны быть в первую очередь газо-угольные станции. Что касается станций, использующих в качестве топлива мазут, то целесообразность их перевода на двойное топливопотребление должна быть в каждом конкретном случае тщательно обоснована и может быть оправдана зачастую лишь отсутствием в данном районе подземных хранилищ либо крупных угольных ТЭС. Необходимо еще раз подчеркнуть, что сказанное выше следует понимать лишь как самую общую оценку тенденций в соотношении затрат по сравни­ ваемым методам регулирования неравномерности газопотребления.

В каждом конкретном случае требуется детальный расчет. При этом может оказаться, что на определенной электростанции уже имеется часть свободных складских емкостей, которые можно использовать при ее переводе в режим регулятора, в результате чего суммарные и удельные затраты на буферное регулирование существенно сни­ жаются. Такая ситуация сложилась по некоторым станциям при определении экономических показателей их использования в ка­ честве буферных на перспективу. Например, по расчетам Теплоэлектропроекта, удельные затраты на расширение емкости мазутохранилищ на Литовской ГРЭС составят всего 0,5 руб. на 1000 м 3 используемого газа, а для Новочеркасской газо-угольной станции — 0,8 руб. на 1000 м3 .

Что касается новых проектируемых чисто газовых станций, которые для регулирования неравномерности переводятся на режим

126

буферных, то здесь затраты существенно выше. По нормативным данным Теплоэлектропроекта, при сооружении чисто газовых стан­ ций мощностью 1200—2400 МВт экономия капиталовложений по сравнению с угольными составляет примерно 13—14%. (Например,

газовой (кроме емкостей складирования твердого топлива) составят примерно 5—6 руб. При сравнении газовых станций с газо-мазут- ными разница очень невелика, несмотря на то, что и на чисто газовых

на стадии проектирования картина меняется: газо-мазутные станции требуют значительно меньше дополнительных затрат по сравнению с чисто газовыми; создание второго топливного хозяйства для исполь­ зования угля является наименее экономичным.

В заключение следует отметить, что сравнительная оценка исполь­ зования для регулирования подземных хранилищ и буферных по­ требителей была проведена выше без учета проблемы резервирования надежности газоснабжения. В гл. 3 было показано, что подземные хранилища наряду с регулированием неравномерности обеспечи­ вают надежность газоснабжения и в связи с этими при составительном анализе различных методов регулирования их показатели должны быть скорректированы в сторону снижения. Склады вторых видов топлива на электростанциях наряду с регулированием неравномер­ ности также обеспечивают надежность потребления. Разница заклю­ чается в том, что создание хранилища является централизованным методом резервирования, гарантирующим надежность подачи газа широкому диапазону потребителей. При этом в случае аварийной ситуации на газопроводе хранилище может быть использовано в лю­ бое время года. Склады вторых видов топлива на буферных электро­ станциях обеспечивают надежность топливоснабжения только того объекта, где они расположены. Все эти обстоятельства должны быть учтены при сравнительном анализе методов регулирования с учетом выполнения ими функций обеспечения надежности газо­ снабжения.

1 Дополнительные затраты на газовое хозяйство можно при таком укруп ­ ненном счете не учитывать, так ка к они составляют всего 1—2% стоимости подготовки и подачи угля .

Г л а в а V

ЭКОНОМИКА РЕГУЛИРОВАНИЯ НЕРАВНОМЕРНОСТИ РЕЗЕРВНЫМИ МОЩНОСТЯМИ ГАЗОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ

І, МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ СОЗДАНИЯ РЕЗЕРВА МОЩНОСТЕЙ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

В целом вопрос о целесообразности создания резервов мощностей в народном хозяйстве до сих пор разработан мало. Точка зрения, согласно которой при планировании развития народного хозяйства и его отраслей на перспективу экономически неэффективно созда­ вать определенные резервы производственных мощностей, пред­ ставляется спорной. На наш взгляд, этот вопрос должен решаться дифференцированно в зависимости от специфики отрасли.

Особо важное значение имеет вопрос о резервах мощностей для топливно-энергетических отраслей, которые находятся как бы в ос­ новании всей сложной пирамиды, какой представляется в настоящее время высокоразвитое народное хозяйство страны. В связи с этим существенный интерес представляет проблема резервирования мощно­ стей в газовой промышленности, по которой нет полной ясности. Часто наряду с задачей бесперебойного снабжения потребителя газовым топливом в любое время года в качестве самостоятельной проблемы называют обеспечение полной загрузки промыслов и трубо­ проводов в условиях переменного во времени спроса на газ. Любое запроектированное недоиспользование их производственных мощно­ стей объявляется заведомо неприемлемым, так как оно якобы про­ тиворечит одному из основных принципов развития нашей экономики.

было указано выше, кроме затрат непосредственно на производство и транспорт необходимы дополнительные капиталовложения и экс­ плуатационные затраты на ликвидацию несовпадения во времени производства и потребления, т. е. на регулирование. Эти дополни­ тельные затраты уменьшают эффективность капиталовложений в от­ расли с сезонным характером производства (или потребления), но являются объективной необходимостью, обеспечивающей нормаль­ ные условия функционирования указанных отраслей. Поэтому в от­ раслях с сезонным циклом производства либо потребления необ­ ходимо добиваться того, чтобы суммарные капиталовложения, как непосредственно в производство и транспорт, так и дополнительные, связанные с сезонностью, были минимальными. Следовательно, если экономический ущерб от сезонного недоиспользования основных

128

фондов (в случае их проектирования с учетом сезонного резерва) будут ниже, чем дополнительные затраты, которые необходимы для приведения в соответствие во времени производства и потребления, то такого недоиспользования бояться не следует; оно является в конкретном случае вполне оправданным. Поэтому в газовой про­ мышленности кроме использования подземных хранилищ и потре­ бителей-регуляторов законные права, на наш взгляд, имеет и метод обеспечения покрытия сезонного спроса за счет резервных мощно­ стей промыслов и газопроводов.

Здесь вполне уместна аналогия с электроэнергетикой, где имеется, с одной стороны, такая же жесткая связь между источником энергии и потребителем, а с другой — неравномерность потребления энергии. Анализ показал, что за довольно длительный период в нашей стране рост установленной мощности электростанций систематически опе­

резервы мощностей. Число часов использования максимума на тепло­ вых электростанциях за последние годы не превышает 5500 ч в год. Это означает, что коэффициент использования мощности тепловых станций составляет примерно 0,63—0,64. В электроэнергетике ре­ зервы мощностей имеют несколько назначений. Значительная часть их создается с учетом возможности возникновения аварийных ситуаций, а также в связи с вероятностным характером прогнозирования спроса. Определенные резервы мощностей в электроэнергетике также связаны с неравномерностью потребления электроэнергии. Для

просу [32]: «. . . приходится напоминать, что продукцией энерге­ тической системы в одинаковой мере являются мощность и выработка электроэнергии. В зависимости от режима электропотребления суще­ ствует совершенно определенная связь между потребной выработкой и необходимой мощностью, без которой невозможно организовать электроснабжение. Обе функции одинаково необходимы, так как уже сейчас во всех энергосистемах доля неравномерного потребления электроэнергии велика и имеет тенденцию к последовательному возрастанию.

. . . Следует предвидеть непрерывный рост потребности в мощ­ ности не только для производства электроэнергии, но и для орга­ низации режима ее потребления».

Мы привели эту выдержку для того, чтобы показать, что в элек­ троэнергетике наличие резервов мощностей считается обязательным условием нормального функционирования систем электроснабжения. Аналогичный подход должен быть, на наш взгляд, и в газовой про­ мышленности.

Отличие электроэнергетики от газовой промышленности в этом смысле заключается в том, что неравномерность потребления электро-

энергии регулируется в основном путем создания резерва мощности *. В газовой промышленности, как указывалось выше, имеются раз­ личные методы регулирования. Поэтому оптимальное решение будет зависеть от сравнительной экономичности этих методов (с учетом надежности).

Резервирование мощностей газоснабжающих систем в какой-то степени имеет место в практике проектирования и эксплуатации газопроводов. Как известно, до последнего времени большинство газопроводов вне зависимости от их протяженности проектирова­ лось с коэффициентом загрузки 0,85, т. е. с 17%-ным резервом. Эта величина была установлена без какого-либо обоснования и имела различное назначение. Часть ее (примерно 5—6%) предусматри­ валась в связи с тем, что иногда фактический коэффициент гид­ равлического сопротивления газопровода л может быть выше проектного, что снижает его пропускную способность. Часть резерва дает возможность проведения ремонтов и связана лишь с необхо­ димостью регулирования. Как известно, только при учете сезонных колебаний коэффициент сезонной неравномерности составляет 1,3—1,4. Поэтому принятый резерв производительности газопрово­

В последнее время несколько крупных газопроводных систем большей протяженности запроектировано с меньшим резервом: газопровод Бухара—Урал — в размере 10%, а на газопроводе Средняя Азия—Центр основная часть магистрали (участок от Кунграда до Саратова) — 5%. Фактический коэффициент загрузки газо­ проводов по различным газотранспортным системам колеблется в довольно широких пределах.

Из анализа использования возможной максимальной производи­ тельности магистральных газопроводов СССР в 1970 г. видно, что этот показатель колебался в довольно широких пределах при сред­ ней величине 86,6%. Вместе с тем по многим газопроводам он был существенно ниже. Одной из основных причин такого недоиспользо­ вания производительности газопроводов является сезонная неравно­ мерность газопотребления.

Анализ показал, что высокий коэффициент загрузки достигнут в основном по крупным системам, транспортирующим газ на большие расстояния: Северный Кавказ—Центр, Средняя Азия—Центр (на участке до Саратова), Бухара—Урал, Шебелинка—Днепропетровск- Кривой Рог—Одесса и др. Газопроводы с относительно короткими расстояниями транспортировки газа имеют коэффициент загрузки более низкий. Бесспорно, что конкретные значения этого показателя

1 Следует отметить, что в последние годы начинает развиваться строитель­ ство гидроаккумулирующих электростанций. Так, по данным [9], во всем мире эксплуатируется 143 ГАЭС с суммарной мощностью 121 тыс. МВт. В нашей стране проектируется и должна войти в строй Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт.

130

по газопроводам сложились под влиянием многих факторов и не являются оптимальными. Вместе с тем совершенно четко просле­ живается отмеченная выше тенденция в использовании производи­ тельности газопроводов различной протяженности.

По данным за 1970 г. была проведена группировка этого показа­ теля в зависимости от расстояния транспорта газа (табл. 49).

Приведенные в табл. 49 данные наглядно подтверждает сделанный выше вывод.

Во ВНИИГазе был проведен аналогичный анализ по использо­ ванию производительности газовых промыслов [40]. Он показал, что фактический коэффициент неравномерности эксплуатации основ­ ных газодобывающих промыслов страны существенно выше, чем

и разветвленной сетью магистральных газопроводов (США, Канада) далеко не все они используются на полную пропускную способ­ ность. Крупные газопроводные сети США большой протяженности эксплуатируются с весьма высоким коэффициентом загрузки, часто превышающим 90%. Наряду с этим часть газопроводов имеет зна­ чительно более низкие коэффициенты загрузки (50—80%). Это в основном газопроводы относительно небольшой длины, для которых низкая загрузка не связана с большими экономическими потерями. Таковы, например, газопроводы системы «Ситиз сервис» компании «Атлантик сиборд», снабжающей газом столицу США — Вашингтон, где отсутствует возможность значительного развития как подзем­ ного хранения, так и буферного сброса газа, и другие протяжен­ ностью 600—800 км. Даже такие крупные газотранспортные системы как «Норзерн-Нейчурал гэз» протяженностью 1300 км и «Сазерннейчурал гэз» длиной 1000 км имеют коэффициент загрузки газо­ проводов соответственно 80 и 70% [18].

В Канаде ведущими газотранспортными компаниями являются «Альберта ГЭС транс лайн» и «Транс-канада пайп лайн». Загрузка

этих систем за 1967 г. может быть охарактеризована следующими показателями:

проводам с одинаковыми требованиями по уровню их загрузки. Вопрос о необходимости создания и использования резервов основных фондов в газовой промышленности для регулирования

с единой энергетической система газоснабжения, участвуя в регу­ лировании неравномерности газопотребления наряду с подземными хранилищами и буферными потребителями, должна включать в себя газопроводы с различными режимными характеристиками: базовые, т. е. магистрали, работающие с максимальной загрузкой в базе гра­ фика неравномерности (такими должны быть в основном системы большой протяженности и производительности), и пиковые, рабо­ тающие в верхней части графика неравномерности, т. е. используе­ мые в той или иной степени для регулирования неравномерности газопотребления.

На необходимость наличия резервов мощности промыслов и газо­ проводов указывалось также в докладе министерства газовой про­ мышленности СССР на X I Международном газовом конгрессе [35].

С учетом сказанного выше нам представляется, что планирую­ щие органы должны пересмотреть свою точку зрения на требования к загрузке газотранспортной системы как на настоящее время, так и на перспективу. Нельзя планировать всем газопроводам макси­ мальную загрузку. В условиях неравномерности газопотребления и отсутствия в определенных районах соответствующих структур для подземных хранилищ, а также исходя из сравнительной эконо­ мичности разных методов регулирования, которые будут рассмотрены

132